Выбор числа и мощности трансформаторов

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети промышленного района, которая является частью энергосистемы.

Проектируемая электрическая сеть должна удовлетворят определённым технико-экономическим требованиям. С учётом этих требований инженер- проектировщик должен выбрать наиболее подходящий вариант сети. Оптимальным вариантом является тот, который имеет наименьшее значение приведенных затрат. Однако необходимо учитывать и другие требования: напряжение в узлах сети необходимо поддерживать близким к номинальному значению, в послеаварийных режимах (при отключении линии электропередачи) потребители Ι и ΙΙ должны получать электроэнергию надлежащего качества и другие.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Построить 3-4 варианта конфигурации схемы сети.

2. Определить предварительное потокораспределение по ветвям двух выбранных вариантов конфигурации схемы сети.

3. Выбрать номинальные напряжения по экономическим зонам для двух вариантов проектируемой сети.

4. Выбрать количество трансформаторов.

5. Выбрать площадь поперечного сечения проводов.

6. Провести технико-экономическое сравнение вариантов.

7. Выполнить электрические расчёты характерных режимов сети.

8. Выбрать средства регулирования напряжения и проверить действительных напряжений во всех точках сети.

9. Технико-экономические показатели сети.

Более подробное решение отмеченных задач будет рассмотрено ниже.

ПОСТРОЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ СЕТИ

Оставим для рассмотрения одноконтурную схему вариант 2 с меньшей протяженностью линий и двухконтурную схему вариант 3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Пересчитаем мощности потребителей с учетом коэффициента k=0,95:

Таблица 2.1
узел							В
,МВт	28,5			23,75	23,75	9,5

Рассмотрим одноконтурную схему, рисунок 2. Разделяем схему по источнику А.

Расчет для остальных участков сети производим аналогично.

Таблица 2.2
	А1			В3	В4		А5
,км	28,395	34,17	26,655	23,475	28,335	25,26	27,915	17,355
,МВт	37,7035	-0,2965	-19,297	-57,2965	-7,29652	-31,0465	-54,7965	9,5

Рассмотрим двухконтурную схему, рисунок 3.

По I-му закону Кирхгофа для узла В:

тогда:

Система контурных уравнений будет иметь вид:

Результаты расчетов заносим в таблицу.

Таблица 2.3
	А1			В3	В4	В5	А5	В1
,км	18,93	22,78	17,77	15,65	37,78	30,63	18,61	22,87	11,57
,МВт	-56,862	21,0075	2,00745	-35,9925	23,75	11,8878	35,63776	2,1452	9,5

ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Для каждого участка сети выбираем напряжение по экономическим зонам по [2, стр. 45]. Результаты заносим в таблицу.

Таблица 3.1
	Линия	, км	, МВт	,кВ
По экономическим зонам	Принятое
Вариант 1	А1	28,395	37,7035
	34,17	0,2965
	26,655	19,297
В3	23,475	57,297
В4	28,335	7,2965
	25,26	31,047
А5	27,915	54,797
	17,355	9,5
Вариант 2	А1	18,93	56,862
	22,78	21,0075
	17,77	2,00745
В4	37,78	35,993
В5	30,63	23,75
А5	18,61	11,8878
В1	22,87	35,6378
В3	15,65	2,14522
	11,57	9,5

ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для питания потребителей I-II категории устанавливаются два трансформатора одинаковой мощности. Мощность каждого трансформатора выбираем из условия:

где S_н- наибольшая мощность нагрузки трансформаторной подстанции.

Для потребителей III категории по надежности электроснабжения устанавливаем по одному трансформатору на подстанции.

Выбор трансформаторов производим по [2, таб. 11.2].

Таблица 4.1
							В	А
				23,75	23,8	9,5
Nт, шт
	32,479		30,16	18,85	18,8	10,556	39,7	80,9524
						6,3

Таблица 4.2
	Тип трансформатора	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные
, обмоток	%	кВт	кВт	%	, Ом	, Ом	кВАр
ВН	НН
	2х ТДТН-40000/110	± 9 × 1,78 %		СН	В-С			0,6	ВН	ВН
38,5	10,5	0,8	35,5
В-Н	СН	СН
НН		0,8
	С-Н	НН	НН
	0,8	22,3
	ТДН-16000/110	± 9 × 1,78 %		10,5	10,5			0,7	4,38	86,7
	2х ТРДН-40000/110	± 9 × 1,78 %		10,5	10,5			0,65	1,4	34,7
	2х ТРДН-25000/110	± 9 × 1,78 %		10,5	10,5			0,7	2,54	55,9
	2х ТРДН-25000/110	± 9 × 1,78 %		10,5	10,5			0,7	2,54	55,9
	2х ТМ- 6300/35	± 6 × 1,5 %			6,5	46,5	9,2	0,9	1,4	14,6
В	2х ТРДН-40000/110	± 9 × 1,78 %		10,5	10,5			0,65	1,4	34,7
А	2х ТРДЦН- 125000/110	± 9 × 1,78 %		10,5	10,5			0,55	0,4	11,1	687,5

ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ

Растет площади поперечного сечения проводов F, производим по формуле:

где I - ток линии, А, вычисляется по формуле:

- экономическая плотность тока, , по [2, стр. 96] принимаем при числе часов максимальной мощности для голых алюминиевых проводов.

Принимаем ближайшее большее из стандартных значений для воздушных линий электропередач по [2, таб. 1.1].

Выбранное сечение провода проверяем по двум условиям:

1) по условию образования короны [2, стр. 98],

где - коэффициент, по которому учитывается состояние поверхности провода. Для новых проводов с двумя и более повивами , для проводов, бывших в эксплуатации, , принимаем ;

- коэффициент, согласно которому учитывается состояние погоды. При сухой и ясной погоде ; при тумане, дожде, инее, мокром снеге и гололеде ;

) - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление b и температуру воздуха . При b=76 см.рт.ст. и ;

r - радиус провода, см, по [2, стр. 284];

D - расстояние между осями проводов ВЛ, см, D=3000см.

2) По длительному току в послеаварийном режиме, . Отключаем участок В3:

Окончательно выбираем сечение проводов F, , удовлетворяющее каждому условию. Результаты расчета заносим в таблицу.

Таблица 5.1
	По экономической плотности тока	По условиям короны	В послеаварийном режиме	Принятое сечение	, А
, А	F',	сечение	, кВ	сечение		сечение
А1	220,1	200,12	240/32	150,56	240/32	554,68	240/32	240/32
	1,731	1,5738	70/11	162,7	70/11	332,81	70/11	70/11
	112,7	102,42	120/19	157,24	120/19	221,87	120/19	120/19
В3	334,5	304,12	2х 185/29	153,2	2х 185/29		2х 185/29	2х 185/29
В4	42,6	38,729	70/11	162,7	70/11	291,94	70/11	70/11
	181,3	164,79	185/29	153,2	185/29	153,27	185/29	185/29
А5	319,9	290,85	2х150/24		2х150/24	14,597	2х150/24	2х150/24
	174,3	158,48	185/29	153,2	185/29	55,468	185/29	185/29

Для варианта 2.

Определим площадь сечения и выберем марку провода аналогично варианту 1:

Послеаварийный режим: отключаем участок А1. Результаты расчета заносим в таблицу.

Таблица 5.2
	По экономической плотности тока	По условиям короны	В послеаварийном режиме	Принятое сечение	, А
, А	F',	сечение	, кВ	сечение		сечение
А1		301,82	2х185/29	153,2	2х185/29		2х185/29	2х185/29
	122,7	111,50	120/19	157,24	120/19	84,307	120/19	120/19
	11,72	10,655	70/11	162,7	70/11	-26,63	120/19	120/19
В4	210,2	191,04	2х120/19	157,24	2х120/19	138,67	2х120/19	2х120/19
В5	138,7	126,06	150/24		150/24	401,41	150/24	150/24
А5	69,41	63,099	70/11	162,7	70/11	540,08	240/32	240/32
В1	208,1	189,16	240/32	150,56	240/32	306,18	240/32	240/32
В3	12,53	11,386	70/11	162,7	70/11	-248,5	70/11	70/11
	174,3	158,48	185/29	153,2	185/29	55,468	185/29	185/29

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ.

6.1 Капитальные затраты.

Определим капитальные затраты К, т.уде. для вариантов сети:

где - стоимость подстанций, т.уде.;

- стоимость линий электропередач, т.р.

6.1.1 Капитальные затраты на линии:

где - стоимость одного км линии, т.р., выбираем по [1, стр326-329] для одноцепных и двехцепной линий 110кВ, материал опор - сталь, район по гололеду - IV. Результаты расчета заносим в таблицу:

Таблица 6.1- Капитальные затраты на сооружение линий
	Линия	сечение	,км	, т.уде.	, т.уде.	, т.уде.
Вариант 1	А1	240/32	28,395	21,7	616,2	5041,33
	70/11	34,17	21,5	734,7
	120/19	26,655	20,6	549,1
В3	2х 185/29	23,475	31,8	746,5
В4	70/11	28,335	21,5	609,2
	185/29	25,26		530,5
А5	2х150/24	27,915	31,6	882,1
	185/29	17,355	21,5	373,1
Вариант 2	А1	2х185/29	18,93	31,8		4724,81
	120/19	22,78	20,6	469,3
	120/19	17,77	20,6	366,1
В4	2х120/19	37,78
В5	150/24	30,63	20,6
А5	240/32	18,61	21,7	403,8
В1	240/32	22,87	21,7	496,3
В3	70/11	15,65	21,5	336,5
	185/29	11,57	21,5	248,8

6.1.2 Капитальные затраты на подстанции.

Определим стоимость подстанций по формуле:

где - стоимость открытых распределительных устройств, т.уде., по [1, стр333];

- стоимость трансформаторов, т.уде., [1, табл. 9.19];

- стоимость закрытых распределительных устройств, т.уде., по [1, табл. 9.17];

- постоянные затраты, т.уде., по [1, табл. 9.35].

Результаты расчета заносим в таблицу.

	Таблица 6.2- Капитальные затраты на сооружение ПС
Узел	, т.уде.	, т.уде.	, т.уде.	, т.уде.	т.уде.
	5,4
В
А

Капитальные затраты для вариантов сети:

6.2 Приведенные затраты.

Определим приведенные затраты , т.уде., для варианта 1 по формуле:

где И - издержки на эксплуатацию, т.уде. состоят из издержек на эксплуатацию линий и подстанций ;

- коэффициент приведения будущих эксплуатационных издержек к будущему году, определяется по формуле:

где Е - процентная ставка рефинансирования, Е=0,14.

6.2.1 Издержки на эксплуатацию линий.

Определим издержки на эксплуатацию линий , т.уде., по формуле:

где

- доля отчислений на амортизацию, техническое обслуживание и ремонт линий, ;

- нагрузочные потери, кВт∙ч, определяем по формуле:

где - сопротивление 1 км линии, принимаем по [2, стр. 282];

- время потерь.

Таблица 6.3- Издержки на эксплуатацию линий
Линия	марка провода	, км	, А	, Ом	, МВт∙ч	, т.уде	, т.уде	т.уде.
Вариант 1
А1	240/32	28,395	220,14	0,12	975,02	616,2	41,628	307,6
	70/11	34,17	1,7313	0,428	0,2588	734,7	20,577
	120/19	26,655	112,67	0,249	497,47	549,1	27,811
В3	2х 185/29	23,475	334,54	0,081	1256,5	746,5	52,316
В4	70/11	28,335	42,602	0,428	129,96	609,2	20,307
	185/29	25,26	181,27	0,162	793,97	530,5	34,702
А5	2х150/24	27,915	319,94	0,099	1670,3	882,1	66,458
	185/29	17,355	174,33	0,428	1332,9	373,1	43,77
Вариант 2
А1	2х185/29	18,93		0,081	997,96		41,804	259,3
	120/19	22,78	122,66	0,249	503,88	469,3	25,737
	120/19	17,77	11,721	0,249	3,5893	366,1	10,339
В4	2х120/19	37,78	210,15	0,125	1226,5		63,457
В5	150/24	30,63	138,67	0,198	688,6		34,882
А5	240/32	18,61	69,409	0,12	63,527	403,8	12,896
В1	240/32	22,87	208,08	0,12	701,61	496,3	31,436
В3	70/11	15,65	12,525	0,428	6,2048	336,5	9,5764
	185/29	11,57	174,33	0,428	888,59	248,8	29,18

6.2.2 Издержки на эксплуатацию подстанций.

Определим издержки на эксплуатацию подстанций , т.уде., по формуле:

где ;

;

- издержки на потери электроэнергии, т.уде., определим по формуле:

где , потери холостого хода и нагрузочные потери в трансформаторах, кВт∙ч, определяются по формуле:

где n - число трансформаторов на подстанции;

, - параметры трансформаторов, принимаем по [2, стр. 287]

	Таблица 6.4- Издержки на потери элкектроэнергии ПС
	тип трансформатора	n, шт	, кВт	, МВт∙ч	, кВт	S, МВА	Sн, МВА	, МВт∙ч	, т.уде.	, т.уде.
	ТДТН-40000/110			753,4		32,48			31,81	356,59
	ТДН-16000/110			332,9		15,08		297,2	15,75
	ТРДН-40000/110			630,7		30,16		384,9	25,39
	ТДТН-25000/110					18,85		268,5	18,54
	ТДТН-25000/110					18,85		268,5	18,54
	ТМ-6300/35		9,2	161,2	46,5	10,56	6,3	513,8	16,88
В	ТРДН-40000/110			630,7		39,68		666,4	32,43
А	ТРДЦН-125000/110					80,95			197,3

Издержки на эксплуатацию подстанций:

Приведенные затраты:

Приведенные затраты обоих вариантов отличаются на 4,37 %, в связи с этим принимаем для дальнейшего расчета двухконтурную схему, вариант 2, как более надежную.